Les Visayas face un déficit électrique de 177 MW avant Undas, tandis que des centrales majeures restent à l’arrêt

Le déficit électrique en soirée menace les préparatifs des fêtes

Le réseau des Visayas devrait faire face à un déficit d’électricité de 177 mégawatts vendredi 30 octobre 2026, alors que plusieurs grandes centrales au charbon sont indisponibles et que les importations depuis Mindanao sont limitées à l’approche de la fête de la Toussaint. La National Grid Corporation of the Philippines (NGCP) a programmé une alerte rouge de 17 h à 19 h, période durant laquelle l’offre disponible ne suffirait pas à couvrir la demande et les besoins de régulation du réseau.

La NGCP a évalué la capacité disponible à 2 359 mégawatts (MW), pour une demande de pointe attendue de 2 536 MW. Des alertes jaunes étaient prévues de 15 h à 17 h, puis de 19 h à 21 h, soit six heures de tension sur l’approvisionnement en électricité.

Le déficit prévu représente environ 7 % de la demande de pointe, d’après les chiffres de la NGCP. Pour les ménages et les entreprises qui se préparent à Undas, la fête durant laquelle les Philippins se rendent dans les cimetières et se souviennent de leurs proches décédés, la préoccupation immédiate porte sur d’éventuelles coupures de courant en fin d’après-midi et en soirée.

Ces alertes font suite à des avertissements similaires jeudi 29 octobre. Trois grandes unités de production restent indisponibles : les unités 1 et 2 de Therma Visayas Inc. et l’unité 1 de KEPCO SPC Power Corp. L’électricité provenant de Mindanao, région voisine, n’offre qu’un répit limité, car deux unités de production y sont également indisponibles.

Que signifient les alertes rouges et jaunes ?

Une alerte rouge signifie que l’électricité disponible ne permet pas de répondre à la demande des consommateurs et aux besoins de régulation du réseau de transport. La régulation contribue à maintenir l’équilibre entre l’offre et la consommation d’électricité, qui évoluent toutes deux au cours de la journée. Lorsque cet équilibre devient trop précaire, les opérateurs peuvent devoir interrompre l’approvisionnement dans certaines zones afin de protéger l’ensemble du réseau.

Une alerte jaune signifie que la marge d’exploitation est trop faible pour répondre aux besoins de réserve du réseau. En clair, le système ne dispose pas de suffisamment de puissance en réserve pour absorber sereinement un incident inattendu, par exemple l’arrêt soudain d’un autre grand groupe de production.

Le calendrier des alertes de la NGCP indique les périodes à risque. Les horaires locaux des coupures dépendent des conditions d’exploitation et des éventuelles consignes de réduction de la demande. Les consommateurs ont été invités à suivre les avis officiels de la NGCP et à réduire leur consommation d’électricité pendant les heures de pointe.

Aucun calendrier confirmé des coupures par localité ni aucune date de remise en service des trois grandes unités indisponibles des Visayas n’ont été communiqués dans la mise à jour du 30 octobre.

Deux jours d’alertes avant Undas

Dans son avis publié jeudi 29 octobre à 8 h, la NGCP indiquait une capacité disponible de 2 408 MW pour une demande prévue de 2 555 MW. Le déficit s’élevait à 147 MW, avec une alerte rouge programmée de 17 h à 18 h.

Le déficit prévu vendredi s’est creusé à 177 MW. La capacité disponible a diminué de 49 MW par rapport à jeudi, tandis que la demande de pointe attendue n’a baissé que de 19 MW. Le déficit qui en résulte est supérieur de 30 MW et l’alerte rouge prévue dure deux heures au lieu d’une.

La succession des avertissements et des mesures réglementaires remonte à plusieurs mois :

• Depuis mai 2026 : Le réseau des Visayas a connu des alertes rouges et jaunes en raison de l’indisponibilité de capacités de production.
• Septembre 2026 : La Commission de régulation de l’énergie a ordonné l’application rétroactive du plafond secondaire des prix aux échanges d’électricité d’août dans les Visayas et à Mindanao, puis aux périodes suivantes.
• 12 octobre 2026 : Lors du Cebu Energy Summit, la NGCP a indiqué que Cebu représentait 42 % de la part des Visayas dans le délestage manuel.
• 29 octobre 2026 : Des alertes jaunes étaient prévues de 15 h à 17 h et de 18 h à 21 h, avec une alerte rouge de 17 h à 18 h.
• 30 octobre 2026 : Des alertes jaunes étaient prévues de 15 h à 17 h et de 19 h à 21 h, avec une alerte rouge de 17 h à 19 h.

Les pannes touchent aussi d’autres centrales que les plus grandes

Les chiffres de la NGCP au 30 octobre faisaient état de 782,2 MW indisponibles, tandis que 20 centrales fonctionnaient en dessous de leur capacité normale. Huit centrales ont subi des arrêts forcés en octobre. D’autres indisponibilités avaient commencé en septembre, août, juin et mai, tandis que certaines unités étaient à l’arrêt depuis des années antérieures, notamment depuis 2021.

Un arrêt forcé est une mise à l’arrêt imprévue. Une centrale fonctionnant à capacité réduite peut encore produire de l’électricité, mais en quantité moindre qu’en temps normal. Ces deux situations réduisent la puissance disponible lorsque la demande augmente.

L’avis de jeudi recensait 25 centrales en arrêt forcé et 18 fonctionnant à capacité réduite, pour une puissance indisponible de 796 MW. Son bilan détaillé indiquait que 10 centrales étaient en arrêt forcé depuis octobre et que d’autres indisponibilités remontaient à 2025, 2024, 2023 et 2021. La mise à jour de vendredi faisait état de huit arrêts survenus en octobre et de 20 centrales à capacité réduite.

L’indisponibilité persistante des unités 1 et 2 de Therma Visayas et de l’unité 1 de KEPCO SPC prive simultanément le réseau de plusieurs grandes sources de production. La capacité d’exportation d’électricité de Mindanao est elle aussi limitée par des arrêts programmés à l’unité 4 de GNPower Kauswagan et à l’unité 2 de Therma South Inc.

Des arrêts antérieurs témoignent de mois de tension

L’Institute for Climate and Sustainable Cities (ICSC) a relevé de longues mises à l’arrêt de plusieurs unités au charbon au cours des mois précédant les dernières alertes. Dans son bilan de septembre, l’institut indiquait que l’unité 1 de Therma Visayas, d’une puissance nominale de 150 MW, était hors service depuis 125 jours après un arrêt le 3 mai, et que son redémarrage était alors prévu le 15 septembre.

L’unité 2 de Therma Visayas, également d’une puissance nominale de 150 MW, avait été à l’arrêt du 24 mars au 31 août avant une nouvelle mise à l’arrêt le 9 septembre. Le bilan ne donnait pas de date prévisionnelle de remise en service pour ce nouvel arrêt. Les deux unités de Therma Visayas figuraient toujours sur la liste des unités indisponibles de la NGCP lors des alertes d’octobre.

L’unité 3 de Panay Energy Development Corp., elle aussi d’une puissance nominale de 150 MW, a été arrêtée le 29 août. Sa remise en service, d’abord prévue le 3 octobre, a été repoussée à la fin du mois. L’unité 1 de Cebu Energy Development Corp., d’une puissance nominale de 82 MW, avait connu une précédente panne de 42 jours, du 24 juillet au 3 septembre.

L’ICSC, une organisation qui travaille sur les politiques climatiques et énergétiques, a attribué la répétition des alertes aux arrêts prolongés de grandes unités au charbon :

« Les arrêts imprévus et prolongés des centrales au charbon sont la principale cause de ces alertes fréquentes sur le réseau, en particulier pendant les heures de pointe, lorsque le système a le moins de marge pour absorber la perte d’une grande unité de production », a déclaré l’ICSC.

Pourquoi la pression varie d’une île à l’autre

La liste des centrales en activité publiée par le ministère de l’Énergie au 31 juillet 2026 évaluait à environ 1 267 MW la capacité ferme du charbon dans les Visayas. La capacité ferme correspond à la puissance qu’une centrale peut fournir de manière fiable dans des conditions normales d’exploitation. Les cinq sous-réseaux insulaires de la région présentent des bouquets de production très différents.

Le bouquet énergétique de Cebu était composé à 82,03 % de charbon, à 12,94 % de diesel, à 4,93 % de solaire et à 0,1 % d’hydroélectricité. Panay dépend également fortement du charbon, qui représente environ les deux tiers de son bouquet énergétique. Les trois unités de Panay Energy Development Corp. fournissent une capacité ferme cumulée de 317,4 MW, tandis que la centrale au charbon de Palm Concepcion Power Corp. fournit jusqu’à 135 MW.

Negros et Leyte-Samar s’appuient davantage sur les énergies renouvelables. Negros dispose d’environ 433,3 MW de capacité ferme solaire, tandis que les centrales géothermiques de Leyte-Samar fournissent 634 MW. La production solaire dépend de la lumière du jour : les autres moyens de production disponibles, le stockage d’électricité et les transferts entre les îles revêtent donc une importance particulière en cas de déficit en soirée.

Bohol dépend principalement de la production au diesel. Sa capacité ferme recensée comprend 60 MW provenant de la centrale diesel insulaire de Bohol de Mapalad Power Corp., ainsi que 16 MW de la centrale de Tagbilaran de Salcon Power Corp. et 29 MW de sa centrale électrique flottante.

Dans sa présentation du 12 octobre, la NGCP évaluait à 42 % la part de Cebu dans le délestage manuel des Visayas. Le délestage manuel consiste à déconnecter volontairement certaines charges électriques afin de maintenir l’équilibre du réseau en période de pénurie. Cette proportion fait de Cebu un enjeu majeur des préparatifs en vue d’éventuelles coupures.

Approvisionnement en réserves et responsabilité des producteurs

La secrétaire à l’Énergie, Sharon Garin, a attribué en partie le problème d’approvisionnement à une planification insuffisante et au fait que la NGCP n’avait pas conclu de contrats d’approvisionnement pour 250 MW de services auxiliaires. Ces services fournissent des réserves et d’autres moyens de soutien nécessaires à la stabilité du système électrique.

Le rapport de situation de la NGCP publié en septembre faisait état de plus de 1 500 MW indisponibles en raison d’arrêts forcés et d’une capacité d’exploitation réduite, malgré les importations en provenance de Luzon. Ce chiffre antérieur montre l’ampleur des capacités de production manquantes lors d’une autre période de tension.

Selon Garin, les réserves doivent contribuer à combler les déficits d’approvisionnement et à stabiliser le fonctionnement du réseau, afin de réduire la pression sur les centrales. La remise en service des producteurs indisponibles et la sécurisation de services de réserve répondent à deux aspects distincts du problème : la première augmente la production d’électricité, tandis que la seconde aide le réseau à réagir à l’évolution des conditions.

La Commission de régulation de l’énergie a annoncé plus tôt en octobre qu’elle enquêterait sur les sociétés de production au sujet des perturbations dans les Visayas et à Mindanao. Dans la province de Negros Occidental, l’Alliance of Concerned Consumers in Electricity and Social Services a demandé que le public puisse consulter l’état de fonctionnement des centrales et l’historique des arrêts forcés, ainsi que l’imposition de sanctions administratives aux producteurs reconnus fautifs.

Le groupe de consommateurs a également demandé à la NGCP de garantir des réserves suffisantes et d’accélérer les projets de transport d’électricité jugés prioritaires. Pour les usagers, des relevés plus détaillés des arrêts faciliteraient le suivi des installations toujours indisponibles et de la durée de leurs mises à l’arrêt.

Le plafonnement des prix répond à un autre coût de la pénurie

Les pénuries d’électricité ont également exercé une pression à la hausse sur les prix. Les cours sur le marché spot ont atteint des niveaux records dans les Visayas et à Mindanao après l’arrêt de nombreuses centrales. Le marché spot est un marché où l’électricité est échangée pour aider à faire correspondre l’offre et la demande au-delà des contrats d’approvisionnement existants.

En septembre, la Commission de régulation de l’énergie a ordonné l’application rétroactive du plafond secondaire des prix aux échanges d’août dans les deux régions, puis aux périodes suivantes. Ce mécanisme se déclenche lorsque la moyenne glissante des prix sur l’ensemble du réseau philippin dépasse un seuil donné.

Une moyenne glissante est recalculée à mesure que de nouvelles périodes d’échange sont prises en compte et que les anciennes en sont retirées. Une fois le seuil déclencheur atteint, le plafond est calculé et appliqué séparément dans chaque région, à partir de la moyenne glissante des prix propre à son réseau.

L’intervention de la commission vise à limiter les prix exceptionnellement élevés sur le marché, tandis que l’enquête annoncée porte sur les perturbations imputables aux producteurs. Les consommateurs sont confrontés aux deux problèmes à la fois : la disponibilité de l’électricité et le coût des achats lorsque l’offre est rare.

Le stockage et les capacités diesel, prochains objectifs

Lors d’une audition parlementaire, Garin a déclaré qu’un manque de production de base pourrait rendre les Visayas vulnérables jusqu’en 2028, en particulier pendant les mois secs et avec la perspective d’un épisode El Niño. La production de base fournit de l’électricité de façon continue sur de longues périodes. Le ministère de l’Énergie prévoit la mise en service de nouvelles centrales destinées à ce rôle entre 2028 et 2030.

Le ministère travaille à des mesures à plus court terme, notamment le stockage par batteries et les centrales électriques flottantes. Il vise 253 MW de capacité de stockage par batteries d’ici à la fin de 2026 et prévoit 293 MW supplémentaires issus de centrales au diesel au premier trimestre 2027.

Les batteries stockent l’électricité produite auparavant et la restituent lorsque c’est nécessaire. Leur utilité dépend à la fois de leur puissance de sortie et de la durée pendant laquelle elles peuvent la maintenir. L’objectif de 253 MW correspond à la puissance de sortie prévue ; les chiffres communiqués ne précisaient pas la durée de stockage.

Alberto Dalusung III, conseiller de l’ICSC pour la transition énergétique, a défendu une approche différente de l’ajout de nouvelles centrales de base. Dans un entretien accordé le 5 octobre, il a appelé à rapprocher la production des consommateurs et à rendre le réseau plus réactif aux variations de la demande :

« Nous n’avons pas réellement besoin de davantage de centrales de base… La solution à long terme consiste à mettre en place un réseau décentralisé, réparti et flexible », a déclaré Dalusung.

Dalusung a proposé d’installer davantage de batteries là où elles peuvent fournir de l’électricité pendant les pics de demande, ainsi que de développer une production locale à proximité des lieux de consommation. Les prochaines échéances sont l’objectif de stockage du ministère pour la fin de 2026 et les capacités diesel attendues au début de 2027. Dans l’attente de nouvelles capacités, la remise en service des centrales existantes et la disponibilité des importations restent essentielles pour gérer le déficit en soirée.

À retenir

• La NGCP prévoyait un déficit d’approvisionnement de 177 MW dans les Visayas le 30 octobre, avec 2 359 MW disponibles pour une demande de 2 536 MW.
• L’alerte rouge était prévue de 17 h à 19 h, entre deux périodes d’alerte jaune, de 15 h à 17 h et de 19 h à 21 h.
• Trois grandes unités au charbon des Visayas restaient indisponibles, tandis que les pannes à Mindanao limitaient les importations.
• La mise à jour de vendredi faisait état de 782,2 MW indisponibles et de 20 centrales fonctionnant à capacité réduite.
• Le régulateur de l’énergie a annoncé des enquêtes sur les perturbations causées par les producteurs et ordonné l’application d’un plafond secondaire aux échanges régionaux sur le marché spot.
• Le ministère de l’Énergie vise 253 MW de stockage par batteries d’ici à la fin de 2026 et prévoit 293 MW de production au diesel au premier trimestre 2027.